水驱稀油油藏基本知识

会计学1水驱稀油油藏基本知识第一部分储油层的主要特性一、储油层的孔隙度埋在地下的岩石，虽然受压力的作用和胶结物的粘结已经变得坚硬紧密。但是组成岩石的颗粒与颗粒之间仍有一定的孔隙，石油就是储存在这些小孔隙里。 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 示岩石中孔隙多少的指标称为孔隙度：为岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比。孔隙度分为绝对孔隙度和有效孔隙度。物性特征：孔隙度、渗透率、非均质特征及敏感性等。第2页/共92页储油层的主要特性1、绝对孔隙度是指岩石全部孔隙的体积（包括不连通的孔隙在内）与该岩石总体积的比值。也称岩石总孔隙度。用百分数表示。绝对孔隙度=（岩石全部孔隙体积/岩石的总体积）×100%第3页/共92页2、有效孔隙度是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积的比值。一般所指的孔隙度为有效孔隙度，用百分数表示。有效孔隙度=岩石互相连通的孔隙体积/岩石的总体积×100%孔隙度是计算储量和评价油层特性的一个重要指标。储油层的主要特性第4页/共92页3、影响孔隙度大小的因素：岩石颗粒、胶结物含量及胶结类型(1)砂岩碎屑颗粒对孔隙度的影响如果砂岩粒度均匀，分选较好，孔隙度就比较大；如果砂岩粒度不均匀，则可能出现大颗粒中间充填小颗粒的现象，使孔隙度变小。如果颗粒直径大，孔道也大，孔隙度也就大。储油层的主要特性第5页/共92页3、影响孔隙度大小的因素(2)胶结物对孔隙度的影响砂岩主要胶结物是泥质和灰质。灰质中主要是石灰质和白云质。通常用胶结物在岩石中的含量来表示岩石的胶结程度。胶结物较少，岩石就比较疏松，孔隙度相对较大；泥质胶结比灰质胶结疏松，孔隙度也较大。储油层的主要特性第6页/共92页3、影响孔隙度大小的因素(3)胶结方式对孔隙度的影响胶结方式是指砂粒与胶结物之间的接触关系。第一种为基底式胶结，胶结物含量很多，碎屑都孤立地分散在胶结物中，彼此不相接触。储油层的主要特性第7页/共92页第二种为孔隙式胶结，胶结物含量较基底胶结少，胶结物多分布在碎屑颗粒之间的孔隙中，碎屑大都是互相接触的，但仍有孔隙。储油层的主要特性第8页/共92页第三种为接触式胶结，胶结物含量更少，只分布在碎屑岩颗粒接触的地方，其颗粒之间的孔隙常无胶结物。储油层的主要特性一般来说，接触式胶结孔隙度最大，孔隙胶结次之，基底胶结最差。第9页/共92页储层岩石(砂岩)孔隙度评价有效孔隙度粘土岩或页岩的孔隙度为20%～45%。砂岩孔隙度为10%～40%。碳酸盐岩孔隙度介于5%～25%之间。第10页/共92页二、储油岩的渗透性地下原油在一定的压差下，从岩石孔隙中流向井底，多孔岩石允许流体（油气水）通过的性质，称为岩石的渗透性。储油层的主要特性第11页/共92页油井的产能与油层岩石的渗透性有着密切的关系，一般渗透性差的油层产能都比较低。当然油井的生产能力还与生产压差、油层厚度和原油性质有关。但渗透性的好坏是影响产能的一个重要因素。储油层的主要特性第12页/共92页1、渗透率是指液体流过岩石的难易程度，是表示储油岩渗透性大小的指标。目前，国际上通用的渗透率单位是平方米，以符号m2来表示；或平方微米，以符号µm2来表示。它们与达西、毫达西的关系为：1µm2=1.01325达西=1013.25毫达西。储油层的主要特性第13页/共92页储油层的主要特性第14页/共92页2、绝对渗透率当一种流体通过岩石，所测出来的渗透率叫绝对渗透率。在岩心分析中，一般用气体测定绝对渗透率，因为气体对岩石孔隙的影响很小。储油层的主要特性一种流体第15页/共92页3、有效渗透率在开采的大部分油层或区域，都是两种或两种以上的流体共存，如油—水，油—气或油—气—水等。有两种或两种以上的流体通过岩石时，岩石对其中一种流体的渗透率叫做对这种流体的有效渗透率或相渗透率。储油层的主要特性多种流体第16页/共92页4、相对渗透率有效渗透率与绝对渗透的比值叫相对渗透率。相对渗透率=有效渗透率/绝对渗透率岩石的绝对渗透率，反映了岩石的物理性质。岩石的有效渗透率，除了反映岩石的物理性质以外，还与流体的性质及流动特性有关。储油层的主要特性第17页/共92页4、相对渗透率油田在开发过程中，油层的有效渗透率是在不断发生变化的，即油层中由油的单相流动变为油气水同时流动，岩石对油的有效渗透率就会随着这种变化而降低。储油层的主要特性产纯油油水同出第18页/共92页5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异渗透率在油层纵向和平面上的差异是很大的。这是因为岩石在沉积成岩时，受许多因素影响。这些因素是：(1)岩石孔隙度的大小。岩石孔隙度大，则渗透率高,但是不存在函数关系。孔隙大小与组成岩石的颗粒大小有关，粒度中值越大渗透率越大，粗砂岩的渗透率比细砂岩的渗透率高。储油层的主要特性第19页/共92页孔隙度渗透率储油层的主要特性第20页/共92页储油层的主要特性特例：某些低渗透砂岩虽然孔隙度很低，但由于存在微裂缝导致渗透率较高。第21页/共92页5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异(2)岩石颗粒的均匀程度，如果岩石颗粒比较均匀，渗透率较高。如果颗粒大小不一，小颗粒常填塞大颗粒之间的孔隙通道，因而影响原油的流动。颗粒的均匀程度叫分选，分选好的岩石渗透率高。储油层的主要特性第22页/共92页5、渗透率在油层纵向上和平面上的差异(3)胶结物含量的大小，胶结物是使岩石颗粒相互联结的充填物质。胶结物含量多时，常包围着颗粒，充填了孔隙，使孔隙孔道变小，增加油流阻力，使渗透率降低。储油层的主要特性第23页/共92页储油层的主要特性第24页/共92页储层的非均质性：表征储层特征的参数在空间上的不均匀性，在开发储层评价中，储层的非均质性具有双重性，即赋存岩石的非均质性和岩石空间中赋存的流体的性质和产状的非均质性。第25页/共92页平面非均质性：包括砂体成因单元连通程度、平面孔隙度和渗透率的变化及非均质程度、渗透率的方向性。层间非均质性：包括层系的旋回性（正旋回、反旋回、符合旋回），砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布，层组和小层的划分等。微观孔隙非均质性：包括孔喉分布、孔隙类型、粘土基质等。层内非均质性：包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗段位置、层内不连续泥质夹层分布频率和大小，以及其它不渗透隔层特征、全层规模的垂直渗透率与水平渗透率比值等。第26页/共92页梁南S3Z油藏下粗上细的正韵律、上下细中间粗复合韵律及隔夹层局部发育。第27页/共92页描述储层非均质程度的参数（1）渗透率级差：—最大渗透率；—最小渗透率；—平均渗透率.—储层渗透率非均质系数;—最大渗透率；（2）渗透率突进系数，也称渗透率非均质系数第28页/共92页描述储层非均质程度的参数（3）渗透率变异系数：为分析样品中K的均方差与平均值之比n,j—层数m,i—每层的岩样数K50：累积频率等于50％对应的渗透率K84.1：累积频率等于84.1％对应的渗透率A:B:第29页/共92页第30页/共92页6、储层敏感性：油层受到发生敏感的条件作用而引起的对油层损害程度即为储层的敏感性，通常有水敏、盐敏、酸敏、碱敏和速敏。水敏性矿物：伊利石、蒙脱石、伊蒙混层速敏性矿物：高岭石盐敏、碱敏性矿物：绿泥石氢氟酸敏矿物：碳酸盐。第31页/共92页蒙脱石、伊蒙混层、绿蒙混层遇水膨胀，发生水敏；水敏储油层的主要特性第32页/共92页速敏储层中的粘土矿物(高岭石)与胶结差的碎屑因流体流速变化产生迁移堵塞喉道储油层的主要特性第33页/共92页酸敏酸液与地层中的酸敏性粘土矿物(绿泥石)发生反应,产生沉淀堵塞孔喉储油层的主要特性第34页/共92页碱敏碱液与地层中的碱敏性粘土矿物发生反应,产生沉淀堵塞孔喉储油层的主要特性第35页/共92页三、油层的含油性油层绝大多数为沉积岩，这些沉积岩又是在水体中形成的，成岩之后在岩石孔隙中首先充满了水，石油是在生油层中生成后运移到储集层中去的。因此储油层中除了含有石油外，还有不同数量的残存水。我们把油层孔隙中含有石油的多少叫做油层的含油性，用含油饱和度来表示。储油层的主要特性第36页/共92页三、油层的含油性含油饱和度是指油层孔隙中的石油体积与油层有效孔隙体积的比值。含油饱和度=油层孔隙中的石油体积/油层有效孔隙体积×100%在原始状况下，如果油层中没有游离的气体，则油层孔隙中必然充满了油和水，也就是含油饱和度与含水饱和度之和应该是100%。储油层的主要特性第37页/共92页第二部分油田的储量1、地质储量：在地层原始状态下，具有产油、气能力的储集层中石油和天然气的总量。按开采价值划分表内储量：在现有技术经济条件下，具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量：在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量。第38页/共92页剩余可采储量：剩余可采储量＝可采储量－累积采出量可采储量采出程度采收率=可采储量/地质储量采收率的高低除受油层条件、流体性质等客观条件的影响之外，还与工艺技术水平及开发投入有关。采收率和采出程度2、可采储量：是指在现代工艺技术和经济条件下能从储集层中采出的那一部分油气、量。第39页/共92页3、石油储量的计算计算石油储量的方法有容积法、统计法、物质平衡法和水动力学方法等。对砂岩油层多采用容积法，其计算公式为：Q=AhφSΥ/B式中：A—含油面积，平方公里；h—油层平均有效厚度，米；φ—油层平均有效孔隙度；S—油层平均含油饱和度；Υ—地面脱气原油的相对密度；B—石油体积系数；第40页/共92页单储系数：油（气）藏内单位体积油（气）层所含的地质储量。单位为104t/（Km2.m）储量丰度：油（气）藏内单位含油（气）面积范围内的地质储量，单位为104t/Km2。3、石油储量的计算第41页/共92页第三部分油藏开发方面的相关概念1、地层系数：油层有效厚度与有效渗透率的乘积（Kh），它反映油层物性的好坏，Kh越大，油层物性越好，出油能力和吸水能力越大。2、流动系数：地层系数与地下原油粘度的比值Kh/μ。3、流度：有效渗透率与地下流体粘度的比值，它反映流体在油层中的流动的难易程度λ=K/μ。第42页/共92页4、原始地层压力：油、气在未开采前的地层压力。5、地层压力：地层中流体承受的压力，又称油藏压力。油藏开发方面的相关概念压力系数：将油气藏实测的地层压力与同一深度的静水柱压力之比称为压力系数。其大于1.2称为异常高压油藏，0.8-1.2为常压油藏，小于0.8为异常低压油藏。第43页/共92页6、流动压力：又称井底压力。是指油井正常生产时所测得油层中部底压力。7、饱和压力：在油层原始条件下，天然气溶解在原油中。当压力降到一定程度时，溶解在原油中的天然气就从原油中分离出来天然气开始从原油中分离出来时的压力叫饱和压力。第44页/共92页8、地饱压差：原始地层压力和饱和压力的差值叫做地饱压差，对于饱和压力较高，地饱压差较小的油藏应该合理保持地层压力，因为地层压力将至饱和压力时油层中原油会脱气，一方面会降低泵效，另外采收率会大大降低。某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20MPa，饱和压力15MPa，则地饱压差为25-15=10Mpa。油藏开发方面的相关概念第45页/共92页9、地层总压降：油藏原始平均地层压力与目前平均地层压力的差值。某油藏原始地层压力25MPa，目前地层压力20MPa，饱和压力15MPa，则地层总压降为25-20=5Mpa。油藏开发方面的相关概念第46页/共92页10、采油速度：年产油量占油田地质储量的百分数。11、剩余可采储量采油速度：油田年产油量占剩余可采储量的百分数。12、采出程度：13、采收率：油藏开发方面的相关概念第47页/共92页14、储采比：油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。某油藏地质储量120万吨，年产油2万吨，累积产油量30万吨，当前标定可采储量45万吨，计算该油藏的储采比。储采比=年初剩余可采储量/年产油量=（45-30）/2=7.5油藏开发方面的相关概念第48页/共92页15、注采比：某段时间内注入剂的地下体积和相应时间的采出物（油、气、水）的地下体积之比。某油藏日产液量1000吨，日产油量200吨，原油体积系数1.25，日注水量1100m3，计算该油藏的注采比。注采比=注水量/（产水量+产油量*原油体积系数）=1100/（1000-200+200*1.25）=1.05油藏开发方面的相关概念第49页/共92页16、水驱指数：在某一地层压力下，纯水侵量与该压力下累计产油量和产气量在地下的体积之比。它是评价水驱作用在油藏综合驱动中所起作用相对大小的指标。每采一吨油在地下的存水量。水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量。17、存水率：保存在地下的注入水体积与累积注水量的比值。存水率=（累计注水量-累计采水量）/累计注水量。油藏开发方面的相关概念第50页/共92页某油藏当前累计注水量100万方，累积产油量20万吨，累积产水量80万吨，原油体积系数1.2，计算该油藏的水驱指数、存水率。水驱指数=（累计注水量-累计产水量）/累计产油量=（100-80）/（20*1.2）=0.83存水率=（累计注水量-累计采油量）/累计注水量=（80-20*1.2）/80=70%油藏开发方面的相关概念第51页/共92页18、综合含水：油田月产液量中产水量所占的百分数。19、含水上升率：每采出1%的地质储量是含水率的上升值。油藏开发方面的相关概念第52页/共92页20、吸水指数：注水井在单位生产压差下的日注水量，叫油层吸水指数，它的大小直接反应油层吸水能力的强弱。I/w=qiw/piwhIw=qiw/(pw-p)油藏开发方面的相关概念第53页/共92页21、采油指数：单位生产压差的日产油量，叫做全井的采油指数，采油指数说明油层的生产能力。Jo=qo/(p-pwf)油藏开发方面的相关概念第54页/共92页22、平面突进系数：水线舌进时，最大水线推进距离与平均水线推进距离之比。平面突进系数越大，平面矛盾越突出。扫油面积越小，采收率越低。油藏开发方面的相关概念23、扫油面积系数：注水开发油田，井组某单层已被水淹的面积与井组所控制的面积之比。扫油面积系数越小，平面矛盾越突出。第55页/共92页D自然=1-（阶段老井产量/标定水平/阶段天数）∧（1/阶段月数）∧12油藏开发方面的相关概念24、递减率：单位时间内（年或月）产量递减的百分数，是衡量油田稳产程度的重要指标。产量递减规律油三种类型：指数递减：递减率为常数；调和递减：递减率随产量的递减而减少；双曲递减：产量随时间的变化符合双曲线函数。自然递减率：指没有新井投产及各种增产措施下的产量递减率。综合递减率：指没有新井投产情况下的产量递减率。总递减率：指包括老井、新井投产及各种增产措施下的产量递减率第56页/共92页油藏开发方面的相关概念25、注采对应率概念及其计算方法注采对应率是指在现有井网条件下，采油井生产层中与注水井连通的有效厚度（层数）与井组内采油井射开总有效厚度（层数）之比。注采对应率又可分为层数对应率和厚度对应率。层数对应率=油井生产层中与注水井连通的油层数/油井总生产层数厚度对应率=油井生产层中与注水井连通的有效厚度/油井生产的总有效厚度。第57页/共92页第58页/共92页油藏开发方面的相关概念26、水驱控制和水驱动用水驱控制储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的储量。水驱动用储量：指层系中水井已射开层段（对应有油井采出）所对应的吸水厚度所对应的储量。第59页/共92页油藏开发方面的相关概念27、水驱控制和水驱动用水驱控制储量=水驱控制程度*地质储量；水驱控制程度=平面水驱控制程度（流线图法）*纵向水驱控制程度（静态注采对应率）水驱动用储量=水驱动用程度*地质储量；水驱动用程度=平面水驱动用程度（流线图法）*纵向水驱动用程度（静态注采对应率*吸水剖面所测吸水厚度百分数）第60页/共92页流线图法基本方法为：注水井以油水井井距之半为半径画圆圈，采油井以油水井井距1/3为半径画圆圈，以切线相连，线内即为水驱控制范围；对于边底水以平均井距的1/3为半径画圆圈。第61页/共92页1/3井距注水1/3井距1/3井距1/2井距第62页/共92页油水边界1/3平均井距1/3平均井距边水驱底水驱第63页/共92页油藏开发方面的相关概念28、油藏的驱动类型：水压驱动、弹性驱动、气压驱动、溶解气驱动和重力驱动其中水驱单元开发的驱动能量：注水驱、天然水驱、弹性驱第64页/共92页油藏开发方面的相关概念天然水驱是指油藏主要靠天然的边水或底水来补充能量进行驱油。弹性驱指油藏主要靠含油（气）岩石和流体由于压力降低而产生的弹性膨胀能量来驱油。注水驱是指油藏主要靠人工注水来补充能量进行驱油。第65页/共92页油藏开发方面的相关概念29、注水井指示曲线注水井指示曲线是注水井吸水量与注水压力的关系曲线，通过不断改变注水压力，水井注水量会随之发生变化，这样以注水量为横坐标，以注水压力为纵坐标，将实际测得的各数据点用直线连接后就得到注水井的注水指示曲线。从注水指示曲线可以了解注水井的吸水能力及其变化，如注水指示曲线斜率减小说明水井吸水能力提高，斜率增大说明水井吸水能力降低。第66页/共92页油藏开发方面的相关概念纯26-4井1999-2003年吸水指示曲线第67页/共92页第四部分注水开发过程中的三大矛盾在注水开发过程中，多油层非均质的油田，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均质性，注入水就沿着高渗透层或高渗透条带窜流，而中低渗透层和中低渗透区吸水很少。这样各类油层的生产能力不能得到充分的发挥，从而引起一系列的矛盾现象，归纳起来有三大矛盾。它们是影响高产稳产和提高采收率的基本因素。要搞好油水井的管理和分析，首先要分析油水运动的规律，正确认识三大矛盾。第68页/共92页一、层间矛盾是指高渗透油层与中低渗透油层在吸水能力、水线推进速度等方面存在的差异性。高渗透层连通好，注水效果好，吸水能力强，产量高，油层压力高，但是见水快，容易形成单层突进，成为高含水层。注水开发过程中的三大矛盾第69页/共92页注水开发过程中的三大矛盾第70页/共92页中低渗透层，渗透率低，注水见效慢，产量低，生产能力不能充分发挥。当与高渗透层合采时，这些油层受到高压层的干扰，出油少或不出油，甚至出现倒灌现象。层间矛盾使油井产量递减较快，含水上升速度快。层间矛盾能否得到较好的调整，是油田能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键。一、层间矛盾第71页/共92页层间非均质性各小层平均渗透率差别大1112211323+4223133323435364143‘425143渗透率0100*10-3µm2第72页/共92页一、层间矛盾各小层吸水状况的差异，必然导致动用及剩余油分布的差异第73页/共92页一个油层在平面上由于渗透率高低不一样，连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一样。使之压力、含水、产量不同，构成同一层各井之间的矛盾，叫平面矛盾。平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早见水，无水采收率和最终采收率降低。而中低渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降，产量递减。二、平面矛盾第74页/共92页C12渗透率等值图K>50×10-3m2K<10×10-3m2K=10-50×10-3m2砂体尖灭区二、平面矛盾第75页/共92页纯12含油饱和度图C12层纯2块东部高部位高渗区，平均渗透率高达80毫达西，油层水淹严重，含水饱和度高达70%渗透率图C1(2)渗透率等值图0.31.0第76页/共92页剩余储量级低为：5*104t/km2C12层渗透率图C1(2)渗透率等值图纯12剩余储量图035第77页/共92页二、平面矛盾加强储层非均质性研究的广度和深度，能明确剩余油分布规律，节约大量监测费用，是实现油藏高效开发的有效途径。第78页/共92页在同一个油层内，上下部位有差异，渗透率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低渗透层中也有高渗透条带。注入水沿阻力小的高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。三、层内矛盾第79页/共92页在注水开发的各个过程中，如果有多种矛盾存在的话，其中必定有一种是主要的，起着主导决定作用的，其他则处于次要和服从的地位。一般在注水开发初期，层间矛盾是主要的。随着注入水侵入井内，平面矛盾就逐渐暴露出来。而层内矛盾则是长期存在的，到了油田开发后期，进入全部水洗采油阶段，层内矛盾将上升为主要矛盾。三、层内矛盾第80页/共92页在不同的开发时期，哪个是主要矛盾必须视具体情况而定。除了地层性质这一内部原因外，井网布署、油水井工作 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 如果与地质情况不相适应，将会加剧上述各种矛盾。三、层内矛盾第81页/共92页（1）均匀厚油层水驱过程中主要受重力影响，注入水将先沿地层底部推进，到油井见水时，在厚层的上部将有部分厚度未见水。注水井采油井三、层内矛盾第82页/共92页注水井采油井（2）具有底水的厚油层生产压差控制不当时，极易造成底水锥进，使油水井间油层顶部的剩余油难以动用。因此开发底水油田时一方面要控制好生产压差，另一方面要充分利用隔层，优化射孔方式。第83页/共92页注水井采油井（3）反韵律油层注水部位对驱油效果的影响顶部注水时，注入水沿上部的高渗层推进，使油层能量得到及时补充，压制了底水上升，且下部低渗透油层也对底水的锥进起阻挡作用，所以油层注水的无水采出程度高，但注入水一旦沿高渗层突破生产井，便形成水道，下部低渗带注水波及程度低。第84页/共92页注水井采油井底部注水时，注入水分别沿水平推进和向上运动。水平运动的水助长了底水的上升，因而无水采出程度低。沿注入井轴线方向向上推进的水又沿各层水平驱油，波及体积增大。第85页/共92页注水井采油井顶部注水时，由于上部渗透率低，注入水水平推进速度缓慢，而渗透率上低下高增大了注入水在重力作用下向下层运动的速度，使上部油层水洗程度不大。随着向下渗透率的逐渐增大，水洗程度也逐渐升高。水窜严重使得油层能量得不到补充，压力下降迅速，促使底水上升，这是正韵律地层无水采收率低的主要原因。（4）正韵律油层注水部位对驱油效果的影响第86页/共92页注水井采油井底部注水时，注入水一方面增加了水层能量，加快了底水推进，另一方面在注入井附近向上运动，进入高渗透层后，变为水平驱油，强洗高渗透层，随着向上渗透率的变小，水洗程度也变小。同一含水率时顶部注水开发效果好于底部注水。第87页/共92页1、层间矛盾的调整层间矛盾的实质是同一油井中，各层注水受益程度不同，造成各油层压力和含水率相差悬殊，在全井统一流动压力的条件下，生产压差不同，使中低渗透层的出油状况越来越差。四、调整三大矛盾改善开发效果第88页/共92页调整层间矛盾在井网的部署上可以划分开发层系，将性质相同或者相似的油层组合在一起。实际上即使划分在同一套开发层系内的油层的差别也是存在的，因此在开发中一套层系内在油水井中下入封隔器、配水器，把性质不同的油层封隔开，低渗透层水井加强注水，油井大泵抽油，高渗透层注水井控制注水，油井控制采油，并油层改造，使高、中、低渗透油层同时都发挥作用，以提高油田开发水平。1、层间矛盾的调整第89页/共92页平面矛盾的实质是注入水受油层非均质性影响，形成不均匀推进，造成局部渗透率低的地区受效差或不受效。其调整方法是根据油井的需要，一方面可通过增加注水井点，增加注水方向来解决；另一方面可通过油水井产液量、注水量的调整，改变平面压力分布，从而改变注水流向，扩大注水波及面积。必要时还可通过补打部分调整井，完善注采井网，来解决平面矛盾。2、平面矛盾的调整第90页/共92页层内矛盾的实质也是不同部位注水受效程度和水淹状况不同，高压高含水层段干扰其他层段不能充分发挥作用。层内矛盾突出的，一般是高渗透的厚油层。调整方法是用选择性堵水，使高渗透条带的渗透率变低，改变吸水剖面和产液剖面；另外可通过不稳定注水等方法提高低渗段的动用程度。3、层内矛盾的调整第91页/共92页感谢您的观看！第92页/共92页